i. wprowadzenie

Wprowadzenie, część ogólna - opis stosowanej metodyki

8

I. Wprowadzenie

Praca pod tytułem: „Program wykorzystania wód podziemnych, w szczególności termalnych i

leczniczych, w wybranych obszarach województwa śląskiego”, została zrealizowana na zlecenie

Województwa Śląskiego, na podstawie Umowy nr 31(C-2)08. Jej zakres ustalony został w dokumencie

pod nazwą: „Specyfikacja istotnych warunków zamówienia przetargu nieograniczonego o wartości

szacunkowej nie przekraczającej 206 000 Euro” – pkt. 7.1 do 7.11. Zakres pracy obejmuje:

1. Charakterystykę terenu inwestycji w aspekcie jego wykorzystania jako obszaru działalności

górniczej,

2. Analizę uwarunkowań geologicznych dotyczącą moŜliwości pozyskania wód podziemnych,

3. Określenie przewidywanych parametrów energetycznych ujęcia otworowego rozpoznanych

zbiorników wodonośnych,

4. Określenie przewidywanych własności hydrochemicznych w aspekcie ich cech

balneoterapeutycznych,

5. Zestawienie istniejących odwiertów wraz z analizą i oceną technicznych moŜliwości ich

wykorzystania w planowanych przedsięwzięciach geotermalnych,

6. Wstępne wskazanie zakresu prac rekonstrukcyjnych starych odwiertów,

7. Wstępne karty nowego odwiertu zawierające lokalizację odwiertu, jego zarurowanie oraz

przewidywany profil geologiczny,

8. Ocenę kosztów wykonania odwiertu i rekonstrukcji starego odwiertu,

9. Określenie optymalnych kierunków wykorzystania dostępnych zasobów podziemnych

z uwzględnieniem lokalnych warunków terenowych,

10. Ogólną koncepcję przedsięwzięcia wykorzystującego dostępne zasoby wód podziemnych oraz

szacunkowe koszty,

11. Wstępną ocenę uwarunkowań środowiskowych dotyczącą moŜliwości wykorzystania

gospodarczego dostępnych zasobów wód podziemnych.


9

1. Część ogólna - opis stosowanej metodyki

1.1. Metodyka oceny zasobów energii geotermalnej dla przyjętej lokalizacji projektu

Wprowadzono definicję potencjału teoretycznego i technicznego

Potencjał teoretyczny to potencjał istniejący, ale obecnie niemoŜliwy do pełnego pozyskania na danym

etapie rozwoju technologii. Zakłada się tu, Ŝe 100% istniejących zasobów energii zostanie

wykorzystanych bez względu na występujące uwarunkowania techniczne i ekonomiczne. Informuje więc

on jedynie o potencjalnych zasobach energii .

Potencjał techniczny to potencjał do praktycznego wykorzystania na obecnym etapie rozwoju

technicznego, przy istniejących obecnie technologiach energetycznych.

Uwaga: szacunki dotyczą jedynie energii pochodzącej z geotermii.

Potencjał teoretyczny

Jest szacowany dla pojedynczego ujęcia eksploatacyjnego na podstawie średniej temperatury

i wydajności wód termalnych występujących w obrębie danego zbiornika przy załoŜeniu schłodzenia ich

do temperatury 0°C i przy całorocznym wykorzystaniu pełnej mocy termicznej.

Stąd potencjał teoretyczny:

- moc:

Pt = 0,0012 * t * Q [MW]

- energia cieplna dla całorocznie pracującego systemu z pełnym wykorzystaniem mocy cieplnej

Wt = Pt * 8760 [ MWh]=

= Pt* 8760 * 0,0036 =

= Pt * 31,5 [TJ/rok]

gdzie:

Pt – teoretyczna moc termiczna pojedynczego ujęcia, [MW], Wt – teoretyczna energia cieplna z pojedynczego ujęcia, [TJ/rok], t – średnia temperatura wód termalnych, [°C], Q – średni strumień wód termalnych, [m3/h] odpowiadający wydajności 8760 – ilość godzin w roku, [h/rok], 0,0036 – przelicznik MWh → TJ


10

Potencjał techniczny

Szacowany na podstawie średniej temperatury i wydajności wód termalnych występujących

w obrębie danego zbiornika przy schłodzeniu wód do temperatury 5°C w systemach pomp ciepła, przy

wartości współczynnika rocznego wykorzystania mocy cieplnej 0,3.

Stąd wzór na potencjał techniczny:

- moc

Ptech = 0.0012*(t-5)*Q [MW]

- energia cieplna

Wtech= Pt * 8760 * 0,0036 * 0,3= Ptech * 9,5 [TJ/rok]

gdzie:

Ptech – techniczna średnia moc termiczna pojedynczego ujęcia, [MW], Wtech – techniczna średnia energia cieplna z pojedynczego ujęcia, [TJ/rok], t – średnia temperatura wód termalnych, [0C], Q – średni strumień wód termalnych, [m3/h], 8760 – ilość godzin w roku,[ h/rok], 0,0036 – przelicznik MWh na TJ 0,3 – współczynnik rocznego wykorzystywania mocy.

1.2. Wykorzystanie wód termalnych w balneoterapii i rekreacji

Wody o podwyŜszonej mineralizacji i zawartości składników swoistych są szczególnym

rodzajem wód podziemnych, cennym z uwagi na moŜliwość wykorzystywania do celów leczniczych,

balneoterapeutycznych i rekreacyjnych.

Oceny właściwości leczniczych naturalnych surowców leczniczych, w tym wód podziemnych

pod kątem właściwości zdrowotnych dokonuje się na podstawie udokumentowanych badań z co

najmniej trzech lat. Zakres badań przedstawiony został w rozporządzeniu Ministra Zdrowia z dnia 13

kwietnia 2006 r. w sprawie zakresu badań niezbędnych do ustalenia właściwości leczniczych

naturalnych surowców leczniczych i właściwości leczniczych klimatu, kryteriów ich oceny oraz wzoru

świadectwa potwierdzającego te właściwości (Dz. U. z 2006 r., Nr 80 poz. 565). Na podstawie oceny

odczynu wody, temperatury, potencjału redox, przewodności elektrolitycznej właściwej, absorbancji

wody, całkowitej aktywności promieniotwórczej, zawartości składników mineralnych zdysocjowanych i

niezdysocjowanych oraz gazowych: dwutlenku węgla, siarkowodoru i radonu wody podziemne

klasyfikuje się do:


11

• wód mineralnych – gdy zawierają w 1 dm3 wody co najmniej 1 000 mg rozpuszczonych

składników;

• wód swoistych (słabo zmineralizowanych) – gdy zawierają w 1 dm3 co najmniej jeden lub więcej

składników swoistych leczniczych, tj. 1 mg jodków, 1 mg siarczków, 2 mg fluorków, 10 mg

Ŝelaza (dwuwartościowego), 70 mg kwasu metakrzemowego, 1 000 mg niezwiązanego

dwutlenku węgla lub wykazują na wypływie z ujęcia temperaturę co najmniej 20oC bądź

wykazują aktywność promieniotwórczą co najmniej 74 Bq/dm3;

• wód mineralnych swoistych – tj. wód mineralnych zawierających jeden lub więcej w/w

składników swoistych.

Pod względem górniczym, do wód leczniczych zalicza się wody podziemne niezanieczyszczone

chemicznie i mikrobiologicznie, o naturalnej zmienności cech fizycznych i chemicznych, spełniające co

najmniej jeden z następujących warunków:

1) zawartość rozpuszczonych składników mineralnych stałych - nie mniej niŜ 1 000 mg/dm3;

2) zawartość jonu Ŝelazawego - nie mniej niŜ 10 mg/dm3 (wody Ŝelaziste);

3) zawartość jonu fluorkowego - nie mniej niŜ 2,0 mg/dm3 (wody fluorkowe);

4) zawartość jonu jodkowego - nie mniej niŜ 1,0 mg/dm3 (wody jodkowe);

5) zawartość siarki dwuwartościowej - nie mniej niŜ 1,0 mg/dm3 (wody siarczkowe);

6) zawartość kwasu metakrzemowego - nie mniej niŜ 70 mg/dm3 (wody krzemowe);

7) zawartość radonu - nie mniej niŜ 74 Bq (wody radonowe);

8) zawartość dwutlenku węgla niezwiązanego - nie mniej niŜ 250 mg/dm3 (250-999 mg/dm3 wody

kwasowęglowe, od 1.000 mg/dm3 szczawy).

Do solanek zalicza się wody podziemne o zawartości rozpuszczonych składników mineralnych

stałych, co najmniej 35 g/dm3.

Zgodnie z wymogami ustawy z dnia 4 lutego 1994 r. prawo geologiczne i górnicze

poszukiwanie, rozpoznawanie i wydobywanie solanek, wód leczniczych i termalnych wymaga uzyskania

koncesji.

Klasyfikację wód mineralnych stosowana w hydrogeologii przedstawiono w tabeli 1.2.1.

(Paczyński, Płochniewski, 1996; Kleczkowski, RóŜkowski, 1997).


12

Tabela 1.2.1. Klasyfikacja wód

Rodzaj wód Zawartość/ mineralizacja

[mg/dm3]

Wskaźnik Minimalna zawartość jonu

Temperatura [°C]

Woda mineralna ≥ 1000 stałych składników rozpuszczonych

- -

Akratopega 500 – 999 - - -

Woda słodka < 500 - - -

Woda chlorkowa - jonu chlorkowego 20% mvali jonu -

Woda siarczanowa - jonu siarczanowego 20 % mvali jonu -

Solanka ≥ 35000 jonów: Cl-, Na+,Ca2+ - -

śelaziste - jonu Ŝelazawego ≥ 10 mg/dm3 -

Fluorkowe - jonu fluorkowego ≥ 2 mg/dm3 -

Jodkowe - jonu jodkowego ≥ 1 mg/dm3 -

Siarczkowe ≥ 1 siarki dwuwartościowej

- -

Krzemowe ≥ 70 kwasu metakrzemowego

- -

Radonowe ≥ 74 Bq radonu - -

Kwasowęglanowe 250 – 999 - -

Szczawy ≥ 1000

dwutlenku węgla niewiązanego - -

Wod

y le

czni

cze

Termalne - - - ≥ 20

Wody alkaliczne zawierają wodorowęglany i węglany alkaliczne oprócz chlorku sodowego,

bezwodnika kwasu węglowego i innych związków. Są stosowane w kuracji pitnej, poniewaŜ zobojętniają

kwas solny w Ŝołądku. Podgrzane, podane przed jedzeniem hamują czynność wydzielniczą Ŝołądka.

Wody alkaliczne zawierające siarczan magnezowy działają pobudzająco na perystaltykę dróg

Ŝółciowych oraz wydzielanie Ŝółci. Stosowane do inhalacji działają wykrztuśnie, rozrzedzając wydzielinę

zalegającą w drzewie oskrzelowym. Wzmagają wydzielanie kwasu moczowego oraz obniŜają

przemianę materii.

Wody zawierające węglan wapniowy i magnezowy oraz siarczan wapniowy działają

przeciwzapalnie. PoniewaŜ występują zwykle w postaci silnie hipoosmotycznych szczaw, działają

moczopędnie. Stosuje się je w leczeniu przewlekłych nieŜytów błon śluzowych oraz kamicy nerkowej.

Wody słone mogą zawierać oprócz składnika podstawowego, tzn. chlorku sodowego, równieŜ

chlorek wapniowy, chlorek magnezowy, bezwodnik kwasu węglowego, węglan sodowy, węglan

wapniowy oraz siarczan sodowy. Stosowane w leczeniu pitnym wzmagają czynność wydzielniczą


13

Ŝołądka, a podczas inhalacji polepszają ukrwienie błon śluzowych oraz rozrzedzają ich wydzielinę.

Stosowane są równieŜ w postaci kąpieli solankowych.

Wody Ŝelaziste występują zwykle w postaci szczaw. WyróŜnia się wody zawierające

wodorowęglan Ŝelazowy oraz siarczan Ŝelazowy. Pobudzają one układ krwiotwórczy i znajdują

zastosowanie w leczeniu niedokrwistości, w chorobach wieku dziecięcego oraz w zaburzeniach

wydzielania gruczołów dokrewnych.

Wody jodkowe są stosowane w miaŜdŜycy, nadciśnieniu, chorobach układu krąŜenia,

zaburzeniach wydzielania gruczołów dokrewnych, przewlekłych nieŜytach oskrzeli oraz w chorobach

wieku dziecięcego.

Wody siarczkowe wykazują bardzo złoŜony skład chemiczny, najbardziej aktywny jest w tych

wodach siarkowodór. Pobudzają one przemianę materii, normują bilans siarki w ustroju, działają

odczulająco i odtruwająco, wpływają rozmiękczająco na naskórek oraz wywołują przekrwienie skóry.

Stosowane są w gośćcowych i pourazowych schorzeniach układu ruchu, zaburzeniach przemiany

materii, chorobach skóry, chorobach układu krąŜenia, zatruciach metalami cięŜkimi oraz w chorobach

kobiecych.

Wody arsenowe działają pobudzająco na układ krwiotwórczy, wzmagają łaknienie i czynność

wydzielniczą przewodu pokarmowego.

Szczawy stosowane w kuracji pitnej wywołują przekrwienie Ŝołądka i jelit. Jeśli są to wody

hipoosmotyczne, to działają moczopędnie. Są wykorzystywane do kąpieli kwasowęglowych.

Wody radoczynne wywołują w organizmie jonizację i szereg reakcji pobudzeniowych.

spowodowane promieniowaniem radioaktywnym Naturalne źródła zawierające radon nie stwarzają

Ŝadnego zagroŜenia dla zdrowia; wręcz przeciwnie – wywierają na nie pozytywne działanie.

Stwierdzono, iŜ radon dodatnio wpływa na przemiany komórkowe, procesy enzymatyczne, działa

rozkurczająco na naczynia krwionośne i zwoje nerwów sympatycznych, wzmacnia tkankę nerwową,

ośrodki podkorowe oraz gruczoły wewnętrznego wydzielania. Efektem jest poprawienie się ukrwienia

tkanek, zwiększenie przewodnictwa nerwów, polepszenie sprawności gruczołów i sprawności

mięśniowej.

Wykorzystanie wód geotermalnych do celów rekreacyjnych, rekreacyjno-leczniczych

i leczniczych uzaleŜnione jest od temperatury oraz mineralizacji wody (Paczyński, Płochniewski, 1996,

Ponikowska (red.), 1995; Kochański, 2002).


14

Tabela 1.2.2. Wymagania stawiane wodom stosowanym do kąpieli

Rodzaj kąpieli Temperatura wody [°C]

Mineralizacja wody [g/dm3]

Rekreacyjny 24 –30 do 35

Rekreacyjno- leczniczy

28 – 32 do 40

Leczniczy 28 - 42 do 60

Kąpiele rekreacyjne nie mogą być silnie bodźcowe ze względu na temperaturę oraz

mineralizację. Jako maksymalną wartość mineralizacji wód do celów rekreacyjnych przyjmuje się

zasolenie wód oceanu światowego, tj. 35 g/dm3. Wykorzystanie wód geotermalnych, solankowych, tj.

wód o mineralizacji powyŜej 35 g/dm3 do celów leczniczych i rekreacyjnych winno odbywać się pod

nadzorem lekarza uzdrowiskowego. W czasie kąpieli działają na organizm czynniki fizyczne

i chemiczne. Całkowite zanurzenie człowieka w wodzie zwykłej, o temperaturze 37oC wywołuje szereg

zmian związanych z układem krąŜenia, gospodarką hormonalną. Gdy kąpiel odbywa się w wodzie

o podwyŜszonej mineralizacji, oddziaływanie na organizm człowieka jest silniejsze (Ponikowska red.,

1995). Kąpiel w wodach solankowych, powoduje przenikanie do organizmu chlorku sodu i jego

częściowe odkładanie w warstwie rogowej naskórka oraz częściowe przenikanie do krwi. Regularne

kąpiele solankowe powodują utworzenie na skórze „płaszcza solnego”, który odpowiedzialny jest za

działanie osmotyczne i chemiczne wody mineralnej. Działanie soli powoduje rozszerzenie naczyń

włosowatych i poprawę ukrwienia skóry (Ponikowska red., 1995). Wskazane są w szczególności

w reumatoidalnym zapaleniu stawów, chorobie zwyrodnieniowej stawów, w stanach pourazowych kości

i stawów, przewlekłych chorobach dróg oddechowych, chorobach niedokrwiennych kończyn dolnych.

Podstawowym kierunkiem oddziaływania leczniczego kąpieli siarkowodorowych jest

uzupełnienie niedoboru siarki w ustroju. Siarka odgrywa waŜną rolę w procesach przemiany materii oraz

wchodzi w skład kwasu chondroitynosiarkowego, stanowiącego jeden ze składników substancji

podstawowej chrząstki. Niedobory siarki występują w wielu chorobach, jak np. gościec stawowy czy

chorobach skóry przebiegających z obfitym złuszczeniem się naskórka. Kąpiele siarkowodorowe

wpływają rozmiękczająco na naskórek, działają odczulająco oraz powodują rozszerzenie naczyń skóry.

Wskazania do kąpieli siarkowodorowych są bardzo rozległe. Spośród najwaŜniejszych naleŜy wymienić

przewlekłe zapalenia stawów, zapalenia nerwów pochodzenia toksycznego, stany po zatruciach

metalami cięŜkimi, nerwobóle, choroby narządu rodnego, łuszczycę i pokrzywkę.

Zawarty w wodzie kwasowęglowych bezwodnik kwasu węglowego (CO2), podczas kąpieli

wydziela się na skórze w postaci pęcherzyków gazu i wywołuje w niej wiele zmian, spośród których


15

najwaŜniejszą jest rozszerzenie naczyń włosowatych, tętniczych i Ŝylnych. Zachodzi ono pod wpływem

wydzielonych w skórze histaminy oraz acetylocholiny. W następstwie tego dochodzi do obniŜenia

ciśnienia krwi, zarówno normalnego, jak i podwyŜszonego chorobowo, oraz zwolnienia akcji serca.

Wskazaniem do stosowania kąpieli kwasowęglowych jest niewydolność krąŜenia nieznacznego stopnia,

stany po przebytym zapaleniu mięśnia sercowego róŜnego pochodzenia, zwyrodnienie mięśnia

sercowego, otyłość.

Biorąc pod uwagę temperaturę i mineralizację wody termalne znajdują zastosowanie

w lecznictwie, balneologii, rehabilitacji i profilaktyce chorób dróg i wad narządu ruchu oraz chorobach

mięśni, reumatycznych, neurologicznych i in. Ich skład chemiczny decyduje natomiast o moŜliwości ich

stosowania w leczeniu dróg oddechowych, dermatologicznych, układu krąŜenia, dróg moczowych

i nerek, cukrzycy, ginekologicznych i innych (Karski i in. 2000).

1.3. Prognoza wytrącania substancji mineralnych w systemach i instalacjach geotermalnych

Geochemiczne badania składu chemicznego i stanu termodynamicznego wód geotermalnych

słuŜą poznawaniu m.in. następujących zagadnień (Górecki (red), 2006):

• określenia stopnia równowagi układu woda – skały zbiornikowe (a w ślad za tym

przewidywania procesów, jakie mogą zaistnieć w systemie i instalacjach pod wpływem

eksploatacji, np. wytrącanie minerałów, korozja);

• prognozowania i modelowania zmian stanu równowagi pod wpływem zmian temperatury;

• przewidywania zmian w układzie (złoŜu) np. pod wpływem dopływu wód o innym składzie lub

niŜszej temperaturze. Metody chemiczne dostarczają w tym zakresie najszybszej informacji

o zaistnieniu takich faktów (manifestujących się jako przesunięcie stanu równowagi układu).

MoŜna np. przewidzieć spadek temperatury złoŜowej, nawet przed zaistnieniem tego faktu

(uzyskanie wyprzedzającej informacji, Ŝe takie zjawisko zaistnieje, jest bardzo waŜne

zwłaszcza w przypadku eksploatacji wody ze złoŜa).

Skład chemiczny wód podziemnych uzaleŜniony jest od szeregu czynników w tym od litologii

skał zbiornikowych, warunków krąŜenia wód podziemnych oraz stanu równowagi termodynamicznej

w układzie woda–skała. Właściwości fizykochemiczne wód termalnych mają znaczący wpływ na

występowanie kolmatacji w systemie geotermalnym. Wykorzystanie modelowania stanu

termodynamicznego wód w układzie woda–skała umoŜliwia prognozowanie moŜliwości wytrącania

substancji mineralnych z wód termalnych, zarówno we wczesnym stadium projektowania inwestycji, jak


16

równieŜ w trakcie pracy systemu juŜ istniejącego. Skład fizykochemiczny wód wraz z oceną

agresywności korozyjnej oraz moŜliwości wytrącania osadów jest waŜnym zagadnieniem, który winien

być rozpoznany na etapie poprzedzającym prace związane z projektowaniem przyszłego systemu

(Tomaszewska, 2008).

Zastosowanie metod geochemicznych do oceny stanu termodynamicznego wód pozwala na

modelowanie stanu równowagi układu woda–skały zbiornikowe pod wpływem zmian temperatury,

a takŜe wczesne prognozowanie niepoŜądanych zjawisk związanych z wytrącaniem substancji

mineralnych m.in. w przypadku zmiany warunków redox. Stan termodynamiczny wód podziemnych

kształtowany jest przez szereg czynników, do których zalicza się przede wszystkim litologię systemu

skalnego w obrębie którego następuje przepływ wód podziemnych, ilość składników rozpuszczonych

zawartych w wodach, nasycenie gazami, temperaturę, odczyn, warunki utleniająco–redukcyjne oraz

kinetykę reakcji pomiędzy poszczególnymi składnikami systemu. Znajomość stanu termodynamicznego

wód podziemnych umoŜliwia wnioskowanie na temat stopnia ich nasycenia względem określonych faz

mineralnych przy uwzględnieniu wpływu zmienności temperatury na wartość obliczanych parametrów.

Dokładność obliczeń termodynamicznych w duŜej mierze uzaleŜniona jest od zakresu wskaźników

oznaczonych w analizowanej wodzie. Im więcej oznaczonych wskaźników fizyko-chemicznych wody

wykorzystamy do badań, tym uzyskiwane informacje o wskaźnikach nasycenia roztworu są bardziej

precyzyjne.

W procesie schładzania wody termalnej, zachodzi szereg reakcji fizyko–chemicznych, w wyniku

których następuje zmiana stanu termodynamicznego wody. W efekcie moŜe to prowadzić do wytrącania

rozpuszczonych w wodzie składników mineralnych, co przysparza wiele problemów natury

eksploatacyjnej (Kępińska 2006; Kania 2003; Górecki (red.) 2006, Bujakowski, Tomaszewska 2007).

Modelowanie stanu termodynamicznego wód geotermalnych naleŜy do podstawowego zakresu

badań i analiz w przypadku zagranicznych instalacji geotermalnych (Fournier 1981; Giggenbach 1991;

Papic 1991; Liping 1991;Gunnlaugsson 2004). W warunkach Polski stosowano dotychczas

w nielicznych przypadkach i w ograniczonym zakresie, np. dla systemu geotermalnego Podhala

(Kępińska 2001; Kępińska 2006), w Pyrzycach (Kania 2003), Gostyninie (Tomaszewska, 2008).

Powstawanie minerałów wtórnych powoduje wiele zmian w pierwotnych cechach skał

zbiornikowych, w tym zmiany gęstości, porowatości, przepuszczalności, własności magnetycznych i

elektrycznych, zmiany pola napręŜeń w górotworze, zmiany mineralogiczne i chemiczne (Górecki (red.)

2006). Rozpoznanie tendencji i moŜliwych do zaistnienia zjawisk w odniesieniu do specyfiki

mineralogicznej skał zbiornikowych pozwala na właściwe projektowanie oraz długotrwałą eksploatację

instalacji.

Z uwagi na małą liczbę danych moŜliwych do wykorzystania w obliczeniach oraz konieczność


17

bazowania na analizach archiwalnych przedstawione w niniejszym opracowaniu wyniki modelowania

geochemicznego traktować naleŜy jako orientacyjne. Pozwalają one rozpoznać moŜliwe do zaistnienia

w instalacji geotermalnej procesy termodynamiczne związane z wytrącaniem osadów. Weryfikacją tych

informacji będą wyniki badań wykonane na podstawie analizy fizykochemicznej wód z odwiertów

nowych lub zrekonstruowanych, przeznaczonych do eksploatacji.

Obliczenia stanu termodynamicznego wód przeprowadzono dla kilku wariantów,

uwzględniających zmianę temperatury wód. Jako punkt wyjściowy przyjęto temperaturę wody

przewidywana na wypływie z ujęcia. Następnie zamodelowano moŜliwe do wystąpienia zmiany stanu

termodynamicznego tych wód przy ich schłodzeniu, co 5 stopni do temperatury ostatecznej 5oC.

W przypadku braku udokumentowanych danych pomiarowych na temat potencjału ulteniająco-

redukcyjnego analizowanych wód, w obliczeniach przyjęto redukcyjny charakter środowiska wodnego.

ZałoŜenie to odpowiada warunkom stwierdzonym w innych głębokich otworach geotermalnych,

wykonanych na Podhalu i NiŜu Polskim. Charakter przyjętego do modelu potencjału redox jest istotny

z uwagi na fakt, iŜ warunki utleniająco-redukcyjne ukierunkowują przebieg większości procesów

zachodzących w wodach podziemnych. Potencjał redox jest miarą zdolności do utleniania lub

redukowania określonego układu, decydując przez to o formie migracji danych jonów w wodzie.

Modelowanie geochemiczne wykonano z wykorzystaniem programu PHREEQCI (Parkhurst, Apello

1999).

Badania wykonano dla tych minerałów, względem których moŜliwe jest przesycenie roztworu

wodnego, tj. węglanowych, siarczanowych i Ŝelazowych form mineralnych. Są to: aragonit (CaCO3),

kalcyt (CaCO3), dolomit (CaMg(CO3)2, magnezyt (MgCO3), gips (CaSO4�2H2O), anhydryt (CaSO4),

getyt (FeOOH), hematyt (Fe2O3), magnetyt (Fe3O4), syderyt (FeCO3). Analizą objęto równieŜ stopień

nasycenia wód względem minerałów krzemionkowych, chalcedonu (SiO2) i kwarcu (SiO2).

1.4. Ocena kosztów wykonania odwiertów nowych lub rekonstrukcji istniejących

Ze względu na znaczące róŜnice w ofertach dotyczących kosztów wykonania odwiertów

geotermalnych jednoznaczne ich określenie jest niemoŜliwe. RozbieŜności cenowe ofert rynkowych

związanych z wykonaniem odwiertu czasami sięgają 100%. Sytuacja taka wynika częściowo

z koniunktury rynkowej związanej z zapotrzebowaniem na usługi firm wiertniczych. Na ryc. 1.4.1

(Górecki (red.) 2006) zaprezentowano orientacyjne koszty wykonania nowego otworu na terenie NiŜu

Polskiego.


18

Ryc. 1.4.1. Uśredniony orientacyjny koszt wykonania otworu geotermalnego o zróŜnicowanej głębokości

na terenie NiŜu Polskiego (Górecki red. 2006)

Koszty te odbiegają od ofert rynkowych i są od nich zdecydowanie niŜsze. Ryc. 1.4.2 (USDE

2008) prezentuje dane dotyczące kosztów wykonania odwiertów geotermalnych oraz odwiertów

ukierunkowanych na poszukiwania ropy i gazu w oparciu o dane z USA.

Koszty wykonania odwiertów geotermalnych oszacowane przy pomocy modelu wykorzystanego

dla konstrukcji wykresu z ryc. 1.4.2 uznać moŜna za dość wysokie. Rzeczywiste koszty wykonania

nowego odwiertu udostępniającego wody termalne zawierają się między danymi zaprezentowanymi na

ryc. 1.4.1 i 1.4.2.

Bazując na rozeznaniu przez wykonawcę niniejszego opracowania rynku sporządzono i na ryc.

1.4.3 zaprezentowano wykres prognozowanych nakładów inwestycyjnych związanych z wykonaniem

nowego odwiertu i jednostkowych nakładów inwestycyjnych ponoszonych na wykonanie nowego

odwiertu udostępniającego wody termalne.


19

Rys. 1.4.2. Koszty wykonania kompletnego odwiertu w funkcji głębokości, dane z roku 2004 oszacowane przy pomocy modelu "Wellcost Lite" (USDE 2008)


20

Ryc. 1.4.3. Prognozowane nakłady inwestycyjne wymagane dla wykonania nowego odwiertu udostępniającego wody termalne i jednostkowe nakłady ponoszone na wykonanie nowego odwiertu

Dane z rys. 1.4.3 zostały wykorzystane w następnych rozdziałach przy ocenie nakładów

inwestycyjnych niezbędnych dla wykonania ujęcia wód termalnych.

Oszacowanie nakładów inwestycyjnych niezbędnych dla dokonania rekonstrukcji odwiertu juŜ

istniejącego zaleŜą bezpośrednio od jego stanu technicznego. Nakłady inwestycyjne związane

z rekonstrukcją zawierać się mogą w przedziale od 30 do 60% nakładów ponoszonych na wykonanie

nowego odwiertu, zaleŜnie od jego stanu technicznego. Przy rozwaŜaniu rekonstrukcji naleŜy liczyć się

z moŜliwością poniesienia pewnych nakładów inwestycyjnych na prace badawcze i pomiarowe, po

wykonaniu których podjęta zostanie ostateczna decyzja dotycząca celowości rekonstrukcji odwiertu.

W przypadku stwierdzenia złego stanu technicznego odwiertu, uniemoŜliwiającego rekonstrukcję, środki

te zostaną stracone.


21

1.5. Metodyka określania powierzchni basenów balneo-rekreacyjnych

W przypadku analizowanych gmin, z wyjątkiem Olsztyna, mamy do czynienia z wodami

termalnymi o znacznej mineralizacji. Brak jest obowiązujących jednoznacznych przepisów określających

jakie wymogi powinny spełniać wody w nieckach basenów kąpielowych i rekreacyjnych. Rozsądek

sugeruje jednak utrzymywanie niezbyt wysokiej mineralizacji wód w basenach, w których przebywają

przez dłuŜszy czas ludzie. W funkcjonujących obecnie w Polsce i w krajach sąsiednich basenach

wykorzystujących wody termalne mineralizacja wód nie przekracza 7 g/litr (np. OSIGM 2008 b, OSITU

2008, informacje z tablic informacyjnych basenów termalnych działających na Słowacji). Sugestie

dotyczące maksymalnej mineralizacji wód uŜywanych w kąpielach rekreacyjno-leczniczych zawiera

literatura, np. zestawienie takich informacji z innych pozycji literaturowych zawiera tabela 1.2.2.

Maksymalne stęŜenie wody wypełniającej niecki basenowe w celach rekreacyjno-leczniczych ustalono,

wg cytowanej literatury, na 40 g/litr.

W analizowanych wariantach założono, że baseny wchodzące w skład proponowanych

kompleksów zostaną podzielone na baseny o różnej mineralizacji wód termalnych, przy czym

średnia mineralizacja wód w nieckach basenowych nie przekroczy wartości 20 g/litr, a średnia

temperatura wód wynosić będzie ok. 30°C. Przez wielkości średnie należy rozumieć wartości

średnie ważone, przy czym wagami dla ich wyznaczenia będzie objętość wody wypełniającej

poszczególne niecki.

Maksymalna powierzchnia basenów balneo-rekreacyjnych

Maksymalną powierzchnię basenów określono zakładając, Ŝe występujące straty wody

basenowej zostaną w całości pokryte rozcieńczoną wodą termalną. Przy czym rozcieńczenie wody

termalnej jest takie by zapewniało przyjętą mineralizację maksymalną wody basenowej. W przypadku

Olsztyna nie przewiduje się rozcieńczania wody termalnej, ubytki wody basenowej są uzupełniane

bezpośrednio wodą termalną.

Bilans zapotrzebowania na wodę niecek basenowych określono zakładając następujące pokrycie

strat wody:

• straty związane z filtrowaniem wody basenowej, zapotrzebowanie 50 kg/(m2 dzień) (Recknagel

i inni 2008). W praktyce, zaleŜnie od frekwencji płukanie filtrów odbywać się moŜe od 1 do 3

razy na dobę (im więcej ludzi korzysta z basenów tym częściej naleŜy płukać filtry),

• parowanie wody z tafli basenów, przyjęto stałą parowania charakterystyczną dla basenów

otwartych i wynoszącą 1,5 kg/(m2 hr) (Pająk 2008).


22

Bazując na powyŜszych załoŜeniach, zakładając Ŝe: powstały deficyt wody związany z płukaniem filtrów

i jej parowaniem musi zostać uzupełniony w ciągu 5 godzin, a mineralizacja wody w nieckach

basenowych nie przekracza załoŜonej mineralizacji maksymalnej.

Pamiętać naleŜy, Ŝe w przypadku powierzchni maksymalnych basenów udział energii

geotermalnej w ogólnym zapotrzebowaniu na energię niecek basenowych i wymaganej infrastruktury

moŜe być niewielki. Obiekty te korzystałyby z wody termalnej przy minimalnym udziale energii

geotermalnej.

Powierzchnia basenów balneo-rekreacyjnych przyjęta do dalszych rozważań

Analizując dostępne strumienie i mineralizacje wód termalnych uznanych za prawdopodobne do

uzyskania na terenie rozpatrywanych gmin, przewiduje się Ŝe realizacja obiektów wykorzystujących

maksymalne moŜliwe powierzchnie basenów termalnych moŜe być przedsięwzięciem na zbyt duŜą

skalę. Przy czym, jak wcześniej wspomniano, głównym źródłem energii byłyby w tym przypadku

konwencjonalne źródła energii. Pamiętać naleŜy równieŜ o znaczącym zapotrzebowaniu na wodę

słodką potrzebną do rozcieńczania solankowych wód termalnych1. Znaczące zapotrzebowanie na wodę

słodką moŜe być dodatkową barierą dla realizacji duŜych obiektów w rejonach o niewielkich zasobach

wody słodkiej.

W opracowaniu zwrócono uwagę na moŜliwie optymalne wykorzystanie źródła energii

polegające na zastosowaniu zmiennej powierzchni uŜytkowej basenów wchodzących w skład

kompleksów. Wykorzystując doświadczenia autorów opracowania przyjęto, Ŝe powierzchnia basenów

uŜytkowana w okresie zimowym będzie stanowić ok. 56% powierzchni maksymalnej - wykorzystywanej

latem (Pająk i Bujakowski 2005).

Maksymalną powierzchnię basenów uŜytkowanych latem ustalono na 1000 m2. Ustalenia tej

wartości dokonano mając na uwadze opisane powyŜej ograniczenia, po dodatkowej analizie danych

dotyczących funkcjonujących obecnie w kraju i za granicą obiektów (OSIGM 2008 a, Termy

Podhalańskie 2008, informacje z tablic informacyjnych basenów termalnych działających na Słowacji).

1.6. Ogólny schemat technologiczny instalacji zabezpieczającej potrzeby energetyczne kompleksu rekreacyjno-balneologicznego

Oceny moŜliwości produkcji energii dokonano bazując na ogólnym – rozbudowanym układzie

technologicznym. Schemat układu technologicznego przedstawia ryc. 1.6.1. Do nośników energii, które

mogą być wykorzystywane przez układ technologiczny naleŜą: sieciowa energia elektryczna, sieciowy

1 Przykładowo przy powierzchni basenów rzędu 1000 m

2, dysponując wodą termalną o mineralizacji 120 g/litr,

w okresie uzupełniania niedoboru wody basenowej związanego z płukaniem filtrów, potrzeba będzie ok.

9,5 m3/hr wody słodkiej rozcieńczającej zasolone wody termalne.


23

gaz ziemny (moŜe być wykorzystywany przez kotły lub moduły cieplno-prądowe), lekki olej opałowy,

energia geotermalna (wykorzystywana w wymienniku bezpośrednim lub pośrednio poprzez pompy

ciepła), energia słoneczna.

Obok wykorzystania wymienionych nośników energii analizowany schemat technologiczny daje

moŜliwość efektywnego wykorzystania energii odpadowej pochodzącej z ciepłych ścieków. Na ryc. 1.6.1

przyjęto oznaczać na czerwono pierwotną stronę wymienników ciepła – przez stronę pierwotną rozumie

się stronę po której przepływa medium oddające ciepło w wymienniku.

Układ przedstawiony na schemacie technologicznym z ryc. 1.6.1 funkcjonuje następująco:

ochłodzona woda z niecek basenowych (oddająca ciepło do powietrza atmosferycznego i gruntu,

znaczne ilości traconej energii związane są z odparowaniem wody z niecek basenowych)

przepompowywana jest przez filtr. Po wstępnym oczyszczeniu woda basenowa przepływa przez

wymiennik bezpośredniego wykorzystania energii wód geotermalnych, wymiennik ten funkcjonuje, jeŜeli

temperatura wody geotermalnej jest wyŜsza od temperatury chłodnej wody dopływającej z niecek

basenowych. Następnie woda obiegu basenowego kierowana jest na wymiennik, w którym ogrzewana

jest przez kolektory słoneczne. Po podgrzaniu przez kolektory słoneczne przepływa ona przez

wymiennik układu pomp ciepła. Pompy ciepła jako źródło energii niskotemperaturowej (tzw. „dolne

źródło ciepła”) wykorzystują wody geotermalne oraz energię odpadową pochodzącą ze ścieków.

Napędzane są one energią elektryczną, a ich współczynnik wydajności grzejnej (współczynnik konwersji

napędowej energii elektrycznej w energię odbieraną w źródle górnym - skraplaczu) jest zmienny i ściśle

uzaleŜniony od warunków pracy. JeŜeli zachodzi taka konieczność to wymaganą temperaturę wody dla

niecek basenowych uzyskuje się przez jej dogrzanie przy wykorzystaniu modułów cieplno-prądowych i

kotłów wspomagania szczytowego.

Woda termalna kierowana do zatłaczania odwiertem chłonnym ma temperaturę uzaleŜnioną od

potrzeb systemu (a dokładnie mocy chłodniczej pomp ciepła). ZałoŜono Ŝe nie jest ona jednak niŜsza od

5°C.


24

Niecka basenu

~G

Odwiert

eksploatacyjny

CO

CWU

Ryc. 1.6.1. Schemat technologiczny wykorzystania konwencjonalnych nośników energii i energii geotermalnej oraz słonecznej do zabezpieczenia potrzeb

energetycznych kąpieliska oraz wykorzystania własności balneologicznych wód geotermalnych

ścieki

El

Moduł cieplno-

prądowy

Kocioł

szczytowy

Pompa ciepła

Pompa eksploatacyjna

(zatapialna)

Kolektor słoneczny

Wymienniki ciepła

Pompa obiegowe

Odwiert

chłonny


25

Moduł (lub moduły) cieplno-prądowy moŜe wytwarzać całą energię elektryczną niezbędną dla

układu technologicznego i zabezpieczać w całości zapotrzebowanie na energię elektryczną obiektów

basenu wraz z infrastrukturą. Obok energii elektrycznej moduł cieplno-prądowy jest takŜe źródłem

energii cieplnej. ZałoŜono, Ŝe sprawność konwersji energii chemicznej gazu ziemnego w energię

elektryczną wynosi 35%, a w energię cieplną 48%. Wykorzystanie modułu cieplno-prądowego

(podobnie jak i innych elementów układu technologicznego) jest opcjonalne. JeŜeli system nie jest

wyposaŜony w moduł cieplno-prądowy to cała niezbędna energia elektryczna kupowana jest

z sieci energetycznej. Wykorzystanie modułów cieplno-prądowych załoŜono w tych lokalizacjach,

w których dostępny jest sieciowy gaz ziemny. Produkcja energii elektrycznej i cieplnej jest moŜliwa

równieŜ w przypadkach, w których nie ma dostępu do sieci gazowej. Nośnikiem energii napędowej

moŜe być wtedy np. olej napędowy lub nawet opałowy. Przy obecnych cenach paliw płynnych działanie

takie nie jest niestety ekonomicznie uzasadnione.

Poprzez odpowiednie połączenie modułu cieplno-prądowego z kotłem (lub kotłami)

wspomagania szczytowego, moŜliwe jest równoległe zabezpieczenie potrzeb cieplnych obiektu

kąpieliska w energię niezbędną do: utrzymania odpowiedniej temperatury wody w nieckach

basenowych, przygotowania ciepłej wody uŜytkowej i centralnego ogrzewania kubaturowych obiektów

infrastruktury. Średnioroczna sprawność kotła wspomagania szczytowego załoŜona została na poziomie

92%, co odpowiada sprawności osiąganej przez niekondensacyjne kotły na paliwo gazowe pracujące ze

zmiennym w ciągu roku obciąŜeniem cieplnym.

Wszystkie oznaczone na ryc. 1.6.1 wymienniki ciepła pracują w układzie przeciwprądowym przy

zachowaniu róŜnicy temperatur 2°C pomiędzy stroną pierwotną (na wejściu) a wtórną (na wyjściu).

Dodatkowo wszystkie wymienniki ciepła cechuje sprawność wymiany ciepła 98% (2% wymienianej

energii w wymiennikach stanowią straty do otoczenia). Osiągnięcie tej sprawności wymienników, przy

niskotemperaturowych instalacjach grzejnych, wydaje się realne do osiągnięcia.

Oceny średniej miesięcznej mocy instalacji kolektorów słonecznych dokonano zakładając ich

stałą sprawność 55% i bazując na danych literaturowych dotyczących gęstości strumienia

promieniowania całkowitego w poszczególnych miesiącach roku (Brodowicz i Dyakowski 1990).

Oszacowania zapotrzebowania na moc i energię2 kompleksu dokonano bazując na danych

meteorologicznych charakterystycznych dla rejonu południowej Polski. Średnią temperaturę wody w

kąpielisku ustalono na 28-30°C, zaś temperaturę powierza w obiektach infrastruktury na 20°C.

ZałoŜono, Ŝe Kąpielisko eksploatowane będzie całorocznie przez 14 godzin/dzień i 28 dni/miesiąc.

Zapotrzebowanie na moc cieplną średnią w poszczególnych miesiącach i moc maksymalną (dla

minimalnych temperatur obliczeniowych) oszacowano uwzględniając: 2 Szacunki dotyczą zapotrzebowania na moc i energię elektryczną oraz cieplną.


26

� parowanie wody z powierzchni tafli basenu (mając na uwadze średnią miesięczną prędkość

wiatru i średnią miesięczną wilgotność powietrza);

� straty ciepła do gruntu przez wodę wypełniającą niecki (przy załoŜeniu lekkiej izolacji termicznej

- 5 cm wełny mineralnej) przy załoŜeniu średniomiesięcznej temperatury gruntu na głębokości

1,5 m (Pająk 2001);

� konwekcyjne straty ciepła przez powierzchnię tafli wody (Recknagel H. i inni, 2008);

� uzupełnianie ubytków wody wodą świeŜą pochodzącą z ujęcia geotermalnego;

� potrzeby cieplne związane z ogrzewaniem obiektów infrastruktury. W skład obiektów

infrastruktury ogrzewanej wchodziły: hole wejściowe, pomieszczenia biurowe, szatnie i

przebieralnie, małą gastronomię itp. Dla obiektów tych przewidziano wykonanie

niskoparametrowej instalacji grzewczej zaprojektowanej na parametry 55/40°C;

� potrzeby cieplne związane z przygotowaniem ciepłej wody uŜytkowej w instalacji

pojemnościowej (Recknagel i inni 2008).

Niezbędne dla obliczeń dane meteorologiczne zaczerpnięto z literatury (Kruczała red. 2000).

Zapotrzebowanie obiektu kąpieliska w energię elektryczną oszacowano bazując na

doświadczeniach i obserwacjach autorów opracowania pochodzących z analizy danych

eksploatacyjnych funkcjonujących pływalni. Zapotrzebowanie na energię elektryczną napędową dla

pomp ciepła, pomp obiegowych i eksploatacyjnych wynika z załoŜonego schematu technologicznego

pracy systemu i sprawności tych urządzeń. ZałoŜono, Ŝe wszystkie pompy obiegowe oraz

"geotermalna" pompa eksploatacyjna pracują ze sprawnością 80%. Jak juŜ wspomniano sprawność

pompy ciepła uzaleŜniona jest od warunków jej pracy (temperatura skraplania i parowania czynnika

roboczego) i określana jest średnio - miesięcznie.

Mając na uwadze efektywne wykorzystanie mocy zamówionej z konwencjonalnymi nośnikami

energii oraz optymalne wykorzystanie mocy zainstalowanych urządzeń proponuje się eksploatację

kąpieliska ze zmienną w ciągu roku powierzchnią tafli wody, dla której utrzymuje się wymaganą

temperaturę wody w nieckach basenowych (28-30°C). Wraz ze zmianą ogrzewanej powierzchni tafli

wody zmianie ulega konsumpcja energii związanej z: ogrzewaniem obiektów infrastruktury,

zapotrzebowaniem na ciepłą wodę uŜytkową, oświetlenie, napędem pomp.

Zmian wykorzystywanej w poszczególnych okresach powierzchni kąpielisk dokonywać moŜna

poprzez sezonowe zamykanie i otwieranie kolejnych niecek basenowych. Mając na uwadze dostępne

zasoby energii geotermalnej i warunki klimatyczne, rok kalendarzowy podzielono na trzy okresy

ogrzewania basenów:

• okres zimy - od 1 października do 30 kwietnia (uŜytkowane jest 56% powierzchni maksymalnej

całkowitej),


27

• okresy przejściowe - maj i wrzesień (uŜytkowane jest 78% powierzchni maksymalnej

całkowitej),

• okresie lata - od 1 czerwca do 31 sierpnia (uŜytkowane jest 100% maksymalnej powierzchni

całkowitej).

Dla wszystkich analizowanych gmin przeprowadzono symulację efektów pracy systemu w trzech

wariantach:

wariant 1 - który moŜe być nazwany wariantem odniesienia, zakładał wykorzystanie konwencjonalnych

nośników energii dostępnych na terenie analizowanej lokalizacji, bez wykorzystania odnawialnych

źródeł energii i wody termalnej i bez wykorzystania energii odpadowej, której nośnikiem są ścieki,

wariant 2 -zakładał eksploatację wody termalnej z pełną oszacowaną wydajnością. Woda termalna

stanowiła zarówno źródło wody dla uzupełniania ubytków wody z niecek jak i źródło energii. Ze

względu na to, Ŝe przewiduje się brak moŜliwości zrzutu eksploatowanej wody termalnej

inwestycja obejmie wykonanie odwiertu chłonnego. Odwiert ten będzie dowiercał tan sam poziom

wodonośny co odwiert eksploatacyjny i posiadał będzie identyczną głębokość. Ze względu na to

Ŝe strumienie eksploatowanej wody termalnej są nieznaczne przewiduje się, Ŝe odległość

odwiertu chłonnego od eksploatacyjnego wynosić będzie ok. 100 m. Standardowa odległość dla

układu dubletów geotermalnych (odwiert eksploatacyjny-chłonny) zazwyczaj przyjmowana jest

rzędu 1 km, mamy wtedy jednak zazwyczaj do czynienia ze znacznie wyŜszymi strumieniami

wód. W analizowanych przypadkach redukcja odległości między odwiertami jest powodowana

ograniczoną powierzchnią działek, na których przewiduje się realizację przedmiotowych

inwestycji. W niektórych przypadkach maksymalna moŜliwa do uzyskania odległość między

odwiertami wynosić będzie właśnie ok. 100 m. Przyjęto, Ŝe moŜliwe będzie poprawne

zaprojektowanie układu odwiertów tworzących dublet po uprzednim rozpoznaniu kierunku spływu

wód w obrębie eksploatowanych zbiorników. Wyjściem z sytuacji, w której inwestor dysponuje

ograniczoną przestrzenią, a konieczne jest utrzymanie znaczącej odległości między strefą

eksploatacji a zatłaczania wody do złoŜa jest wykonanie odwiertu kierunkowego. Jego koszt jest

jednak znacząco wyŜszy od odwiertu prostego. Mając to na uwadze zrezygnowano w

analizowanych warunkach z takiego rozwiązania. Ostatecznie odległość między odwiertami

eksploatacyjnym i chłonnym będzie określana, zaleŜnie od powierzchni i kształtu działki,

indywidualnie z zachowaniem załoŜonej minimalnej odległości między odwiertami,

wariant 3 - zakładał wykorzystanie wody termalnej w ograniczonej ilości, niezbędnej do funkcjonowania

basenów. ZałoŜono, Ŝe wydobywa się tylko tyle wody termalnej aby zabezpieczyć

zapotrzebowania niecek basenowych na świeŜą, podmieszaną z wodą słodką. Dzięki takiej

konfiguracji systemu nie ma konieczności wiercenia odwiertu zatłaczającego, redukuje się tym


28

samym wysokość wymaganych nakładów inwestycyjnych, kosztem rezygnacji z pewnej ilości

energii odnawialnej zawartej w potencjalnie moŜliwej do wydobycia wodzie termalnej.

Dla miejscowości, w których jest moŜliwość korzystania z sieciowego gazu ziemnego warianty 1,

2 i 3 rozbudowano, nadając im dodatkowo oznaczenia 1a, 1b i 2a, 2b oraz 3a, 3b. Warianty 1a, 2a i 3a

zakładały wykorzystanie modułów cieplno-prądowych. Produkcja energii elektrycznej z modułów

odpowiadała całkowitemu zapotrzebowaniu na kompleksu basenowego. W wariantach 1b, 2b i 3b

zrezygnowano z wykorzystanie modułów cieplno-prądowych, cała zuŜywana energia elektryczna

pochodziła z sieci elektroenergetycznej.

Powierzchnia kolektorów słonecznych, w które wyposaŜony jest analizowany układ, została

ustalona na 1/10 maksymalnej powierzchni lustra wody basenowej. Powierzchnia cieczowych

kolektorów słonecznych ustalona została zatem na 100 m2.

1.7. Metodyka szacowania parametrów ekonomicznej opłacalności realizacji przedsięwzięć

Oceny nakładów inwestycyjnych związanych z wytworzeniem źródeł energii w poszczególnych

wariantach dokonano na podstawie rynkowych cen netto głównych urządzeń wchodzących w skład

poszczególnych wariantów. Przy czym szacunki te uwzględniają tzw. efekt skali, tzn. funkcyjną

zaleŜność jednostkowych nakładów inwestycyjnych od mocy zainstalowanej (najczęściej obowiązuje tu

reguła, Ŝe moc 1 kW mocy zainstalowanej w urządzeniach duŜych jest tańszy niŜ 1 kW zainstalowany w

urządzeniach małych). Dodatkowo oszacowano koszty zakupu aparatury kontrolno–pomiarowej,

aparatury dodatkowej, prac montaŜowych i projektowych oraz koszty budowy budynku ciepłowni.

Prezentowane koszty inwestycyjne moŜna zatem traktować jako całkowite koszty netto wytworzenia

źródła energii.

W nakładach inwestycyjnych nie ujęto kosztów przyłączy mediów i kanalizacji. Ostateczenie dla

kaŜdego rozwaŜanego wariantu określono następujące składniki, tworzące całkowite nakłady

inwestycyjne wymagane dla uruchomienia instalacji:

• koszt wykonania/rekonstrukcji odwiertu eksploatacyjnego,

• koszt wykonania/rekonstrukcji odwiertu eksploatacyjnego,

• nakłady na zakup eksploatacyjnych pomp geotermalnych,

• nakłady na zakup pomp obiegowych,

• nakłady na zakup pomp ciepła,

• nakłady na zakup kolektorów słonecznych,


29

• nakłady na zakup wymienników ciepła,

• nakłady na zakup modułów cieplno-prądowych wraz z osprzętem,

• nakłady na zakup kotłów wspomagania szczytowego wraz z osprzętem,

• nakłady na wykonanie rurociągów przesyłowych,

• nakłady na zakup armatury uzupełniającej,

• nakłady na wykonanie projektów, uzgodnień i montaŜ instalacji,

• nakłady na wykonanie budynku ciepłowni.

JeŜeli jakiś element instalacji nie był wykorzystywany w danym wariancie nakłady inwestycyjne z nim

kojarzone przymowano za równe 0 zł (np. odwierty dla wariantów 1).

Analiza ekonomiczna wykonana została w oparciu o pewne załoŜenia dotyczące: stosowanych

urządzeń, cen nośników energii, kosztów obsługi instalacji, scenariusza i warunków finansowania

inwestycji.

W celu przeprowadzenia analiz ekonomicznych, w wariantach zakładających wykorzystanie

wód termalnych (warianty 2 i 3 zgodnie z opisem w pkt. 1.6), załoŜono następujący schemat

finansowania inwestycji: 60% prognozowanych nakładów inwestycyjnych pochodzi z dotacji, 30%

z kredytu komercyjnego oprocenotwanego na 12%/rok spłacanego w ratach malejących przez okres 12

lat, 10% wkład środków własnych inwestora. Wariant 1, tzw. wariant odniesienia, zakładający

wykorzystanie tylko paliw konwencjonalnych nie zakładał pozyskania środków dotacyjnych.

Przewidywane nakłady inwestycyjne na uruchomienie źródła energii będą w tym przypadku o wiele

niŜsze niŜ w wariantach zakładających udostępnienie wód termalnych. Mając to na uwadze załoŜono

pokrycie 50% prognozowanych nakładów inwestycyjnych ze środków własnych inwestora, pozostałe

50% przewiduje się pokryć kredytem bankowym. We wszystkich wariantach warunki kredytowania

inwestycji były identyczne (oprocentowanie kredytu 12%/rok, okres spłaty 12 lat).

W celu określenia wysokości amortyzacji posłuŜono się uproszczonym sposobem jej określenia.

Przyjęto, Ŝe: wszystkie urządzenia (pompy, obiegowe, pompy ciepła, kolektory słoneczne, wymienniki,

kotły, agregaty cieplno-prądowe, rurociągi itp.) amortyzują się w cyklu 11 lat (9,09%/rok), dla odwiertów

i budynku ciepłowni przyjęto 22 letni okres amortyzacji (4,55%/rok). Mając na uwadze odtworzeniowy

charakter amortyzacji przyjęto, Ŝe stawka amortyzacji środków trwałych będzie liczona dla wszystkich

materialnych elementów inwestycji, niezaleŜnie od źródła ich finansowania (dotacja, kredyt, środki

własne). Tymsamym wysokość dotacji wpływa tylko nieznacznie na ogólne koszty funkcjonowania

instalacji - dotacja redukuje deficyt środków pienięŜnych pokrywanych z kredytu, który generuje

dodatkowe koszty obsługi (oprocentowanie).


30

Bazując na aktualnych taryfach i stawkach cenowych: sieciowego gazu ziemnego

wysokometanowego o ciśnieniu dostawy do 0,5 MPa (PGNiG SA 2008 a, 2008 b), sieciowej energii

elektrycznej o niskim napięciu zasilania dla rozliczenia dwustrefowego z podziałem szczyt-

pozaszczytem (ENION 2008 a, 2008 b, ENION Grupa TAURON 2008) i oleju opałowego EkotermPlus,

dokonano odpowiedniego zaszeregowania planowanego odbiorcy do grup taryfowych, a następnie

w miesięcznych okresach rozliczeniowych określano koszty netto zakupu ww. nośników energii.

Określone koszty zakupu nośników energii zawierają składnik stały i zmienny, według obowiązującej w

danej grupie taryfowej stawki.

Wszystkie analizowane warianty uwzględniają lokalny podatek od budowli w wysokości 2%/rok

(podstawa prawna: Ustawa z dnia 12 stycznia 1991 o podatkach i opłatach lokalnych, Art. 5, ust. 1,

pkt.3) wartości tych elementów inwestycji, dla których prowadzona jest amortyzacja środków trwałych

(podstawa prawna: Ustawa z dnia 12 stycznia 1991 o podatkach i opłatach lokalnych, Art. 4, ust. 1,

pkt.3). Podatek ten odprowadzany jest przez inwestora do budŜetu gminy, na której zlokalizowana jest

inwestycja.

W kosztach obsługi instalacji przewidziano koszty remontów, napraw i konserwacji oraz koszty

obsługi i koszty ogólne obsługi administracyjnej związane z funkcjonowaniem źródła energii.

Stawka opłat za eksploatację wody termalnej na rok 2009 określona zostałą jako 0 zł/m3 (na

podstawie Obwieszczenia Ministra Środowiska z dnia 19 czerwca 2008 r. w sprawie górnych i dolnych

granic opłat eksploatacyjnych na rok 2009, w nawiązaniu do art. 84 pkt. 1 ustawy z dnia 4 lutego 1994 r.

Prawo Geologiczne i Górnicze).

Ostatecznie w celu określenia całkowitych rocznych kosztów funkcjonowania instalacji

określano następujące składniki kosztów:

• koszty zakupu nośników energii (gaz ziemny, olej opałowy, energia elektryczna),

• koszty roczne obsługi (wliczając w to etaty pracowników obsługi), remontów i konserwacji

instalacji,

• amortyzacja środków trwałych,

• koszty ogólne (obsługa administracyjna instalacji wliczając w to etaty),

• opłata za eksploatację wody termalnej,

• podatek od inwestycji,

• koszty obsługi kredytu (rata odsetkowa).

Na podstawie ww. składników zostały określone koszty stałe i zmienne związane z obsługą instalacji

oraz koszty całkowite. W obliczeniach pominięto koszty zakupu wody pitnej i utylizacji ścieków – media


31

te są bardzo waŜne dla funkcjonowania tego typu obiektów, wiąŜą się z jednak branŜą wodno-

kanalizacyjną, a nie ciepłowniczą.

Komentarza wymaga podany dla kaŜdej analizowanej lokalizacji koszt jednostkowy

wytworzenia energii cieplnej (podawany w zł/GJ). Wartość tego wskaźnika określana jest jako stosunek

całkowitych, oszacowanych według opisanej wyŜej metodyki, kosztów funkcjonowania instalacji do

całkowitej konsumpcji energii cieplnej. Wskaźnik ten zawiera np.: koszty zakupu energii elektrycznej na

cele inne niŜ związane bezpośrednio z ogrzewaniem (np. oświetlenie, działanie pomp technologicznych

niecek basenowych), koszty etatów i inne wyŜej wyszczególnione. Wartość tego wskaźnika jest zatem

wyŜsza od tej jaką spotyka się w literaturze dla przypadków ujmujących np. jedynie koszty zakupu

nośników energii. Zastosowanie tak zdefiniowanego wskaźnika, w przypadku jednolitej metodyki jego

określania - tak jak to jest w niniejszym opracowaniu, pozwala prowadzić porównania między

poszczególnymi analizowanymi wariantami, a w szczególności porównywać warianty geotermalne z

wariantami odniesienia (warianty o numerze 1). Taką definicję tego wskaźnika sugeruje równieŜ

określenie efektów stosowania, w rozwaŜanych schematach technologicznych, modułów cieplno-

prądowych. Urządzenia te produkując jednocześnie energię elektryczną i cieplną wymuszają taką

definicję wskaźnika, która ujmuje obydwa rodzaje energii.

1.8. Aspekty formalno-prawne związane z uzyskaniem koncesji na eksploatację wód termalnych

Aspekt formalny – związany z uzyskaniem decyzji prawnych (koncesji)

KaŜda działalność gospodarcza w zakresie: poszukiwania, rozpoznawania oraz wydobywania

kopalin ze złóŜ wymaga koncesji (art. 15 ust. 1 ustawy z dnia 4 lutego 1994 r Prawo geologiczne i

górnicze). Koncesji udziela organ administracji geologicznej na czas oznaczony. W zakresie

poszukiwania, rozpoznawania i wydobywania wód termalnych koncesji udziela minister właściwy do

spraw środowiska.

Udzielenie koncesji na poszukiwanie i rozpoznawanie złóŜ kopalin wymaga zasięgnięcia opinii

właściwego wójta, burmistrza lub prezydenta miasta. Natomiast udzielenie koncesji na wydobywanie

kopalin ze złóŜ wymaga uzgodnienia z właściwym wójtem, burmistrzem albo prezydentem miasta.

Uzgodnienie następuje na podstawie ustaleń miejscowego planu zagospodarowania przestrzennego, a

w przypadku jego braku na podstawie studium uwarunkowań i kierunków zagospodarowania

przestrzennego gminy. Ponadto, udzielenie koncesji na wydobywanie kopalin podstawowych wymaga

uzgodnienia z ministrem właściwym do spraw gospodarki.

Podstawowe definicje związane z poszukiwaniem i wydobywaniem wód termalnych:


32

Pracą geologiczną jest projektowanie i wykonywanie badań m. in. w celu poszukiwania

i rozpoznawania złóŜ wód termalnych, a takŜe sporządzanie map i dokumentacji geologicznych

oraz projektowanie

i wykonywanie badań na potrzeby ujmowania wód.

Robotą geologiczną jest wykonywanie w ramach prac geologicznych wszelkich czynności poniŜej

powierzchni ziemi, w tym wykonywanych przy uŜyciu materiałów wybuchowych, oraz likwidacja

wyrobisk po tych czynnościach.

Poszukiwaniem jest wykonywanie prac geologicznych w celu odkrycia i wstępnego udokumentowania

zasobów wód podziemnych.

Rozpoznawaniem jest wykonywanie prac geologicznych na obszarze wstępnie udokumentowanego

złoŜa wód podziemnych.

Przedsiębiorcą jest podmiot posiadający koncesję na prowadzenie działalności regulowanej ustawą.

Zakładem górniczym jest wyodrębniony technicznie i organizacyjnie zespół środków słuŜących

bezpośrednio do wydobywania kopaliny ze złoŜa, w tym ujęcia wód podziemnych i obiekty

budowlane.

Obszarem górniczym jest przestrzeń, w granicach której przedsiębiorca jest uprawniony do

wydobywania kopaliny oraz prowadzenia robót górniczych związanych z wykonywaniem koncesji.

Terenem górniczym jest przestrzeń objęta przewidywanymi szkodliwymi wpływami robót górniczych

zakładu górniczego.

Wtłaczanie wód do górotworu jest to wprowadzanie wykorzystanych wód termalnych polegające na

ich wtłaczaniu otworami wiertniczymi do formacji geologicznych, izolowanych od uŜytkowych

poziomów wodonośnych lub w uzasadnionych przypadkach równieŜ do uŜytkowych poziomów

wodonośnych.

PoniŜej przedstawiono harmonogram zadań, wymaganych przepisami prawa w celu uzyskania,

w pierwszej kolejności koncesji na poszukiwanie i rozpoznawanie złoŜa kopaliny, a następnie - koncesji

na eksploatację złoŜa. W harmonogramie tym przedstawiono równieŜ zadania mające na celu realizację

prac badawczych, w tym wykonanie robót wiertniczych, udokumentowanie i interpretację wyników

badań oraz przystąpienie do eksploatacji.

I ETAP – WNIOSEK O KONCESJĘ NA POSZUKIWANIE I ROZPOZNAWANIE ZŁOśA WÓD

TERMALNYCH


33

Zgodnie z wymogami określonymi w art. 18. ust. 1 ustawy Prawo geologiczne i górnicze wniosek

o udzielenie koncesji powinien zawierać:

1. oznaczenie wnioskodawcy, jego siedziby i adresu;

2. określenie numeru w rejestrze przedsiębiorców lub ewidencji działalności gospodarczej;

3. określenie rodzaju i zakresu wykonywania działalności gospodarczej, na którą ma być

udzielona koncesja;

4. określenie prawa wnioskodawcy do terenu (przestrzeni), w ramach którego projektowana

działalność ma być wykonywana, lub prawa, o ustanowienie którego ubiega się wnioskodawca;

5. określenie czasu, na jaki koncesja ma być udzielona, wraz ze wskazaniem daty rozpoczęcia

działalności;

6. określenie środków, jakimi dysponuje podmiot ubiegający się o koncesję w celu zapewnienia

prawidłowego wykonywania działalności objętej wnioskiem.

Dane objęte wnioskiem naleŜy uzupełnić dowodami ich istnienia, w szczególności przez

dołączenie załączników graficznych sporządzonych zgodnie z wymaganiami dotyczącymi map

górniczych (opracowane zgodnie z wymogami Polskich Norm i podpisane przez osobę uprawnioną -

mierniczego górniczego). Na mapie naleŜy wrysować granice projektowanego obszaru koncesyjnego

i opisać współrzędne punktów załamania w/w granic.

Do wniosku o udzielenie koncesji na poszukiwanie i rozpoznawanie złóŜ kopalin, poza

wymaganiami określonymi w art. 18, naleŜy dołączyć projekt prac geologicznych, sporządzony zgodnie

z wymogami określonymi w przepisach prawa oraz decyzję o środowiskowych uwarunkowaniach.

Projekt prac geologicznych

Projekt prac geologicznych (PPG) powinien określać:

• cel zamierzonych prac, sposób jego osiągnięcia wraz z określeniem rodzaju wymaganej

dokumentacji geologicznej,

• harmonogram prac,

• przestrzeń w obrębie której mają być wykonywane prace geologiczne,

• przedsięwzięcia konieczne ze względu na ochronę środowiska.

PPG składa się z części tekstowej i graficznej. Opracowanie przedkładane jest wraz

z wnioskiem o koncesję do ministra właściwego do spraw środowiska i nie wymaga odrębnego

zatwierdzenia.

JeŜeli osiągnięcie zamierzonego celu prac wymaga prowadzenia robót geologicznych w kilku

etapach, np. w przypadku kiedy planowane jest wykonanie dwóch otworów geotermalnych, ale


34

rozpoznanie geologiczne i złoŜowe pozwala jedynie na zaprojektowanie jednego otworu,

w opracowywanym PPG szczegółowo określa się rodzaje, zakres i harmonogram prac geologicznych

dla etapu pierwszego oraz wstępnie dla etapów kolejnych. Jednocześnie, przed podjęciem kolejnego

etapu prac geologicznych, w tym np. związanego z odwierceniem otworu drugiego, sporządza się aneks

do projektu. Aneks zawiera podsumowanie wyników prac geologicznych uzyskanych w poprzednim

etapie oraz szczegółowe określenie rodzaju, zakresu i harmonogramu prac geologicznych, które mają

być prowadzone w kolejnym etapie. Aneks do PPG przedkładany jest ministrowi do spraw środowiska,

których na jego podstawie dokonuje zmian w zapisach koncesji.

Projekt prac geologicznych, sporządzony w celu wykonania otworów geologicznych za wodami

termalnymi podpisuje osoba posiadająca stwierdzone kwalifikacje geologiczne kategorii IV.

Raport oddziaływania przedsięwzięcia na środowisko

Zgodnie z wymogami ustawy Prawo ochrony środowiska przed uzyskaniem decyzji na

poszukiwanie i rozpoznawanie złoŜa wymagane jest uzyskanie decyzji o środowiskowych

uwarunkowaniach, która wydawana jest przez wójta, burmistrza lub prezydenta miasta. Decyzja ta jest

udzielana na podstawie informacji o planowanym przedsięwzięciu lub raportu oddziaływania

przedsięwzięcia na środowisko. W tej kwestii decyzję podejmuje organ właściwy do wydania decyzji.

W raporcie Inwestor przedstawia środowiskowe uwarunkowania w związku z projektowaną realizacją

prac geologicznych, ze wskazaniem oddziaływania robót na ludzi, zwierzęta, rośliny, wodę i powietrze,

powierzchnię ziemi, dobra materialne, zabytki i krajobraz kulturowy. Szczegółowo zakres raportu

określa ustawa Prawo ochrony środowiska.

Zgodnie z warunkami określonymi w art. 22 ustawy Prawo geologiczne i górnicze koncesja na

poszukiwanie i rozpoznanie złoŜa winna określać:

1. rodzaj i sposób prowadzenia działalności objętej koncesją;

2. przestrzeń, w granicach której ma być prowadzona ta działalność;

3. okres waŜności koncesji ze wskazaniem terminu rozpoczęcia działalności;

4. inne wymagania dotyczące wykonywania działalności objętej koncesją, w szczególności

w zakresie bezpieczeństwa powszechnego i ochrony środowiska.

5. cel, zakres, rodzaj i harmonogram prac geologicznych;

6. wymaganą dokładność rozpoznania geologicznego.

Powierzchnia terenu, na którym na podstawie jednej koncesji mogą być wykonywane prace, nie moŜe

przekroczyć 1 200 km2.

II ETAP – REALIZACJA PRAC GEOLOGICZNYCH


35

Prace geologiczne związane z wykonaniem otworów geotermalnych winny być wykonywane

przez firmy, których pracownicy posiadające stosowne uprawnienia górnicze.

Zgodnie z warunkami określonymi w art. 35 ust. 1 ustawy Prawo geologiczne i górnicze

wykonawca prac geologicznych jest obowiązany zgłosić zamiar przystąpienia do wykonywania robót

geologicznych właściwemu organowi administracji geologicznej (minister właściwy do spraw

środowiska), organowi nadzoru górniczego oraz wójtowi, burmistrzowi lub prezydentowi miasta

właściwym ze względu na miejsce wykonywanych robót. Zgłoszenia dokonuje się na piśmie najpóźniej

na dwa tygodnie przed zamierzonym terminem rozpoczęcia prac.

Plan ruchu zakładu wykonującego roboty geologiczne

Prace geologiczne realizowane są na podstawie ustaleń projektu prac geologicznych, w oparciu

o plan ruchu zakładu wykonującego roboty geologiczne, sporządzony zgodnie z wymaganiami

obowiązujących przepisów. Plan ruchu podpisuje Inwestor oraz kierownik ruchu zakładu (osoba

uprawniona posiadająca kwalifikacje górnicze stwierdzone przez organ nadzoru górniczego - kierownika

ruchu zakładu wykonującego roboty geologiczne). Plan ruchu zakładu podlega zatwierdzeniu w drodze

decyzji przez Dyrektora Okręgowego Urzędu Górniczego, właściwego dla rejonu realizowanych prac.

Wydanie decyzji wymaga uprzednio przedłoŜenia przez Inwestora opinii właściwego wójta, burmistrza

lub prezydenta miasta.

Plan ruchu zakładu wykonującego roboty geologiczne określa szczegółowo przedsięwzięcia

niezbędne w celu zapewnienia:

1. bezpieczeństwa powszechnego,

2. bezpieczeństwa poŜarowego,

3. bezpieczeństwa i higieny pracy pracowników zakładu,

4. ochrony środowiska,

5. zapobiegania szkodom i ich naprawiania.

Operat wodnoprawny na odprowadzanie wód

Zgodnie z wymogami ustawy Prawo wodne oraz aktów wykonawczych dotyczących jakości

ścieków odprowadzanych do wód i do ziemi, jeŜeli wody termalne z pompowania oczyszczającego oraz

pompowania pomiarowego będą odprowadzane do cieku wodnego lub akwenu powierzchniowego,

powyŜszy fakt musi zostać uregulowany w pozwoleniu wodnoprawnym.


36

Pozwolenie wodnoprawne wydawane jest przez Starostę Powiatowego na wniosek, którego

załącznikiem są dwa egzemplarze operatu wodnoprawnego. Zakres operatu wodnoprawnego

określony został w ustawie Prawo wodne.

III ETAP – DOKUMENTOWANIE WYNIKÓW PRZEPROWADZONYCH PRAC

Dokumentacja hydrogeologiczna

Wyniki prac geologicznych, wraz z ich interpretacją oraz określeniem stopnia osiągnięcia

zamierzonego celu, naleŜy przedstawić w dokumentacji hydrogeologicznej, sporządzonej zgodnie

z wymogami określonymi w przepisach prawa.

Dokumentacja hydrogeologiczna powinna określać:

1. budowę geologiczną i warunki hydrogeologiczne badanego obszaru;

2. warunki występowania wód podziemnych, w tym charakterystykę warstw wodonośnych

określonego poziomu;

3. jakość wody podziemnej, a w przypadku wody leczniczej takŜe trwałość jej składu chemicznego

i cechy fizyczne;

4. przedsięwzięcia niezbędne dla ochrony środowiska;

5. przedsięwzięcia niezbędne dla ochrony obiektów na powierzchni;

6. zasoby i depresję w oznaczonych poziomach wodonośnych oraz w oznaczonym czasie;

7. techniczne moŜliwości wydobycia wody;

8. techniczne moŜliwości zatłaczania wód do górotworu;

9. wpływ, jaki na stosunki wodne wywiera projektowana inwestycja,

10. granice projektowanych stref ochronnych ujęć wód podziemnych oraz obszarów ochronnych

zbiorników wód podziemnych.

Dokumentację hydrogeologiczną przedstawia się w czterech egzemplarzach ministrowi właściwemu do

spraw środowiska. Oceny dokumentacji pod względem merytorycznym dokonuje organ doradczy

i opiniotwórczy ministra - Komisja Dokumentacji Hydrogeologicznych.

W terminie 2 miesięcy od dnia otrzymania dokumentacji hydrogeologicznej minister właściwy do

spraw środowiska zawiadamia pisemnie o przyjęciu dokumentacji bez zastrzeŜeń, a w przypadku gdy

dokumentacja nie odpowiada wymaganiom określonym w przepisach prawa zaŜąda, w drodze decyzji,

uzupełnienia lub poprawienia dokumentacji. W terminie jednego miesiąca od dnia otrzymania

uzupełnionej lub poprawionej dokumentacji organ zawiadamia o przyjęciu jej bez zastrzeŜeń.

IV ETAP – WNIOSEK O KONCESJĘ NA WYDOBYWANIE WÓD TERMALNYCH


37

Podobnie jak w przypadku wniosku o koncesję na poszukiwanie i rozpoznawanie złoŜa wód

termalnych wniosek o udzielenie koncesji na wydobywanie wód termalnych powinien zawierać:

1. oznaczenie wnioskodawcy, jego siedziby i adresu;

2. określenie numeru w rejestrze przedsiębiorców lub ewidencji działalności gospodarczej;

3. określenie rodzaju i zakresu wykonywania działalności gospodarczej, na którą ma być

udzielona koncesja;

4. określenie prawa wnioskodawcy do terenu (przestrzeni), w ramach którego projektowana

działalność ma być wykonywana, lub prawa, o ustanowienie którego ubiega się wnioskodawca;

5. określenie czasu, na jaki koncesja ma być udzielona, wraz ze wskazaniem daty rozpoczęcia

działalności;

6. określenie środków, jakimi dysponuje podmiot ubiegający się o koncesję w celu zapewnienia

prawidłowego wykonywania działalności objętej wnioskiem.

Dane objęte wnioskiem naleŜy uzupełnić dowodami ich istnienia, w szczególności przez

dołączenie załączników graficznych sporządzonych zgodnie z wymaganiami dotyczącymi map

górniczych (opracowane zgodnie z wymogami Polskich Norm i podpisane przez mierniczego

górniczego). Na mapie naleŜy wrysować granice projektowanego obszaru i terenu górniczego

oraz opisać współrzędne punktów załamania ww. granic.

Zgodnie z warunkami określonymi w art. 20 ust. 1 ustawy Prawo geologiczne i górnicze

wniosek o udzielenie koncesji na wydobywanie wód termalnych, poza ww. uwarunkowaniami powinien

dodatkowo określać:

1. złoŜe kopaliny lub jego część, która ma być przedmiotem wydobycia;

2. wielkość i sposób zamierzonego wydobycia kopaliny;

3. stopień zamierzonego wykorzystania zasobów złoŜa, w tym kopalin towarzyszących, jak

równieŜ środki umoŜliwiające osiągnięcie tego celu;

4. projektowane połoŜenie obszaru górniczego i terenu górniczego oraz ich granic.

5. Do wniosku, naleŜy dołączyć:

6. dowód istnienia prawa przysługującego wnioskodawcy do wykorzystania dokumentacji

hydrogeologicznej w celu ubiegania się o koncesję;

7. projekt zagospodarowania złoŜa, zaopiniowany przez właściwy organ nadzoru górniczego;

8. decyzję o środowiskowych uwarunkowaniach dla projektowanej inwestycji.

JeŜeli w związku z wydobywaniem kopaliny ze złoŜa przewiduje się wtłaczanie do górotworu

wód termalnych, do wniosku naleŜy dołączyć przyjętą dokumentację hydrogeologiczną określającą

warunki hydrogeologiczne w związku z wtłaczaniem wód do górotworu.


38

Projekt zagospodarowania złoŜa

Projekt zagospodarowania złoŜa, sporządza ubiegający się o koncesję na wydobywanie

kopaliny ze złoŜa, na podstawie dokumentacji hydrogeologicznej z uwzględnieniem uwarunkowań

techniczno-ekonomicznych. Projekt ten powinien określać zamierzenia w zakresie:

1. ochrony złóŜ kopalin, zwłaszcza przez ich kompleksowe i racjonalne wykorzystanie;

2. technologii eksploatacji, zapewniającej ograniczenie ujemnych jej wpływów na środowisko.

Szczegółowe wymagania jakim powinny odpowiadać projekty zagospodarowania złóŜ

określone zostały w przepisach prawa.

Raport oddziaływania przedsięwzięcia na środowisko

Podobnie jak w przypadku wniosku o koncesje na poszukiwanie i rozpoznawanie złoŜa, przed

uzyskaniem koncesji na wydobywanie wód termalnych wymagane jest uzyskanie decyzji

o środowiskowych uwarunkowaniach, którą udziela przez wójta, burmistrza lub prezydenta miasta.

Decyzja ta jest wydawana na podstawie raportu oddziaływania przedsięwzięcia na środowisko.

W raporcie tym Inwestor przedstawia środowiskowe uwarunkowania w związku z przewidywanym

wydobywaniem kopaliny ze złoŜa, ze wskazaniem oddziaływania przedmiotowej działalności na ludzi,

zwierzęta, rośliny, wodę i powietrze, powierzchnię ziemi, dobra materialne, zabytki i krajobraz kulturowy.

Szczegółowo zakres raportu określa ustawa Prawo ochrony środowiska.

Koncesja na eksploatacje złoŜa wód termalnych powinna określać:

1. rodzaj i sposób prowadzenia działalności objętej koncesją;

2. przestrzeń, w granicach której ma być prowadzona ta działalność;

3. okres waŜności koncesji ze wskazaniem terminu rozpoczęcia działalności;

4. inne wymagania dotyczące wykonywania działalności objętej koncesją, w szczególności

w zakresie bezpieczeństwa powszechnego i ochrony środowiska;

5. granice obszaru i terenu górniczego oraz zasoby złoŜa kopaliny moŜliwe do wydobycia, a takŜe

minimalny stopień ich wykorzystania;

6. jeśli koncesja przewiduje wtłaczanie do górotworu wykorzystanych wód termalnych, powinna

ponadto określać warunki wtłaczania wód do górotworu.

Umowa o uŜytkowanie górnicze

Z uwagi na fakt, iŜ zgodnie z art. 7 ustawy Prawo geologiczne i górnicze złoŜa kopalin

niestanowiące części składowych nieruchomości gruntowej są własnością Skarbu Państwa, organ

koncesyjny w imieniu Skarbu Państwa ustanawia na rzecz Przedsiębiorcy uŜytkowanie górnicze.


39

W granicach określonych przez ustawę oraz zgodnie z warunkami umowy o ustanowieniu uŜytkowania

górniczego Przedsiębiorca moŜe, z wyłączeniem innych osób, poszukiwać, rozpoznawać lub

wydobywać oznaczoną kopalinę. W tych samych granicach uŜytkownik górniczy moŜe rozporządzać

swym prawem. Ustanowienie uŜytkowania górniczego następuje w drodze umowy za wynagrodzeniem,

pod warunkiem uzyskania koncesji. Umowa o ustanowienie, zmianę treści lub przeniesienie

uŜytkowania górniczego powinna być pod rygorem niewaŜności zawarta na piśmie. W razie

wygaśnięcia albo cofnięcia koncesji, uŜytkowanie górnicze wygasa.

V ETAP – UTWORZENIE ZAKŁADU GÓRNICZEGO

Tworzenie zakładu górniczego wchodzi w zakres tzw. „ruch zakładu górniczego”, regulowanego

przepisami ustawy Prawo geologiczne i górnicze (Pgg) – Dział 4. Ruch zakładu górniczego odbywa się

na podstawie planu ruchu zakładu górniczego, zgodnie z zasadami techniki górniczej.

Na podstawie warunków określonych w koncesji oraz projektu zagospodarowania złoŜa

przedsiębiorca sporządza plan ruchu zakładu górniczego.

Plan ruchu zakładu górniczego składa się z części podstawowej i szczegółowej. Wymagania

dotyczące treści planu ruchu zakładu górniczego określone zostały w przepisach prawa (vide

zestawienie aktów prawnych). Plan ruchu podpisuje Przedsiębiorca oraz kierownik ruchu zakładu

górniczego (osoba uprawniona posiadająca stwierdzone przez organ nadzoru górniczego kwalifikacje

górnicze - kierownika ruchu zakładu górniczego dla zakładów górniczych eksploatujących kopalinę

otworami wiertniczymi). Plan ruchu zakładu górniczego podlega zatwierdzeniu w drodze decyzji przez

Dyrektora Okręgowego Urzędu Górniczego, właściwego dla rejonu realizowanych prac. Wydanie

decyzji wymaga uprzednio przedłoŜenia przez Inwestora opinii właściwego wójta, burmistrza lub

prezydenta miasta. Przystąpienie do działalności określonej w koncesji na eksploatację złoŜa jest

moŜliwe po uprawomocnieniu się decyzji zatwierdzającej plan ruchu zakładu górniczego.

Plan ruchu zakładu górniczego określa szczegółowo przedsięwzięcia niezbędne w celu

zapewnienia:

1. bezpieczeństwa powszechnego,

2. bezpieczeństwa poŜarowego,

3. bezpieczeństwa i higieny pracy pracowników zakładu,

4. ochrony środowiska,

5. zapobiegania szkodom i ich naprawiania.


40

Obiektami budowlanymi zakładu górniczego są obiekty budowlane w rozumieniu prawa

budowlanego zlokalizowane w całości na powierzchni ziemi, słuŜące do bezpośredniego wydobywania

kopaliny ze złoŜa.

Gminy same nie mogą jednak same pełnić roli inwestora, poniewaŜ koncesję na rozpoznanie

i poszukiwanie wód zaliczonych do kopalin moŜe otrzymać jedynie podmiot gospodarczy, np. gminna

spółka lub spółka z większościowym udziałem gminy, dysponujący prawem rozporządzania

nieruchomościami na których zlokalizowane są odwierty.

1.9. Ograniczenia środowiskowe wynikające z lokalizacji obszarów Natura 2000

Europejska Sieć Ekologiczna Natura 2000 jest systemem ochrony zagroŜonych składników

róŜnorodności biologicznej kontynentu europejskiego, wdraŜanym od 1992 r. w sposób spójny pod

względem metodycznym i organizacyjnym na terytorium wszystkich państw członkowskich Unii

Europejskiej.

Podstawą prawną tworzenia sieci Natura 2000 jest dyrektywa Rady 79/409/EWG z dnia

2 kwietnia 1979 roku w sprawie ochrony dzikich ptaków i dyrektywa Rady 92/43/EWG z dnia 21 maja

1992 roku w sprawie ochrony siedlisk przyrodniczych oraz dzikiej fauny i flory, które zostały

transponowane do polskiego prawa, głównie do ustawy z dnia 16 kwietnia 2004 r. o ochronie przyrody.

Sieć Natura 2000 tworzą dwa typy obszarów:

• obszary specjalnej ochrony ptaków (OSO),

• specjalne obszary ochrony siedlisk (SOO).

Podstawą wyznaczania obszarów Natura 2000 są jedynie kryteria naukowe.

Dyrektywa Siedliskowa nie określa sposobów ochrony poszczególnych siedlisk i gatunków, ale

nakazuje zachowanie tzw. właściwego stanu ich ochrony. W odniesieniu do siedliska przyrodniczego

oznacza to, Ŝe:

• naturalny jego zasięg nie zmniejsza się;

• zachowuje ono specyficzną strukturę i swoje funkcje ekologiczne;

• stan zachowania typowych dla niego gatunków jest właściwy.

W odniesieniu do gatunków właściwy stan ochrony oznacza natomiast, Ŝe:

• zachowana zostaje liczebność populacji, gwarantująca jej utrzymanie się w biocenozie przez

dłuŜszy czas;

• naturalny zasięg gatunku nie zmniejsza się;

• pozostaje zachowana wystarczająco duŜa powierzchnia siedliska gatunku.


41

NajwaŜniejszymi instrumentami realizacji celów sieci Natura 2000 są oceny oddziaływania na

środowisko oraz plany ochrony siedlisk przyrodniczych i gatunków, dla których utworzono obszar

Natura 2000. Działania ochronne winny uwzględniać wymogi gospodarcze, społeczne i kulturowe oraz

cechy regionalne i lokalne danego obszaru Natura 2000.

Do chwili obecnej Rząd Polski ustanowił w drodze rozporządzenia 124 obszary specjalnej

ochrony ptaków oraz wysłał do Komisji Europejskiej, celem akceptacji, 364 propozycje specjalnych

obszarów ochrony siedlisk.

Dnia 13 listopada 2007 r. Komisja Europejska wydała decyzję zatwierdzającą listę 172

obszarów Natura 2000 regionu kontynentalnego. Dla 17 obszarów Natura 2000 regionu alpejskiego,

podobna decyzja została wydana dnia 25 stycznia 2008 r.

1.10. Metodyka oceny stanu rozpoznania hydrogeologicznego, wiertniczego , geofizycznego dla wybranej lokalizacji

Wprowadzono podział stanu rozpoznania według:

• zarysu warunków geologicznych, geofizycznych i temperaturowych wraz ze stanem

rozpoznania górotworu otworami wiertniczymi,

• zarysu warunków hydrogeologicznych wraz ze stanem rozpoznania górotworu otworami

wiertniczymi.

Zarys warunków geologicznych wraz ze stanem rozpoznania górotworu otworami wiertniczymi

zawiera zestawienie archiwalnych danych złoŜowych, dotyczących stref objętych Programem

wykorzystania wód podziemnych, w szczególności termalnych i leczniczych, w wybranych obszarach

województwa śląskiego, a konkretnie gmin: Brenna, Jaworze, Jeleśnia, Olsztyn, Rajcza, Ustroń.

W stanie rozpoznania zawarto informacje dotyczące rozpoznania wiertniczego: inwentaryzacji

istniejących otworów wiertniczych tzn. liczbę, lokalizację, głębokość i konstrukcję otworów wiertniczych,

oraz stan rozpoznania geofizycznego. Stan rozpoznania geofizycznego odzwierciedla szczegółowa

charakterystyka pomiarów wykonanych dla określenia: przepuszczalności, porowatości, zasolenia,

mineralizacji wód itp. m.in. poprzez profilowanie, sondowanie, chromatografię cieczową. Brane były pod

uwagę tylko te otwory wiertnicze, które zostały wykonane w bliskiejj odległości od wytyczonych działek

przez wymienione gminy.


42

Ryc. 1.9.1. Obszary Natura 2000


43

Zebrane na podstawie analizy istniejących otworów dane złoŜowe stanowią bazę wyjściową

przy realizacji niniejszego opracowania, a przede wszystkim dla zadań związanych z oceną technicznej

moŜliwości i celowości rekonstrukcji odwiertów istniejących.

Zarys warunków temperaturowych zawiera zestawienie archiwalnych danych złoŜowych, jak

równieŜ map temperatur dotyczących stref objętych programem. Stan rozpoznania warunków

temperaturowych zawiera informacje o temperaturach panujących w wybranych otworach wiertniczych.

Zarys warunków hydrogeologicznych wraz ze stanem rozpoznania górotworu otworami

wiertniczymi zawiera zestawienie archiwalnych danych złoŜowych oraz informacje dotyczące wód

podziemnych w rejonie wytypowanych gmin. Na podstawie istniejących danych określono:

• w jakich utworach rozpoznano horyzonty wodonośne,

• czy rejon projektowanych prac geologicznych połoŜony jest w granicach utworzonych Głównych

Zbiorników Wód Podziemnych.

Wykorzystano dane otworowe dotyczące ujęć płytkich zarejestrowanych w BANKU HYDRO

Polskiego Instytutu Geologicznego w postaci "Kart Wiercenia”. Dokonano równieŜ zestawienia

głębokich otworów wiertniczych.


44

II. Studia wybranych lokalizacji

i. wprowadzenie

Documents